El 4 de noviembre de 2020 se ha publicado el Real Decreto 960/2020, por el que se regula el régimen económico de energías renovables para instalaciones de producción de energía eléctrica. El prometido decreto de subastas que, presumiblemente, nos va a permitir alcanzar los objetivos de penetración de energías renovables en el sector eléctrico contenidos en el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC) para el año 2030 y una de las apuestas del Gobierno (y del seno de la Unión Europea) para combatir el cambio climático e incentivar el desarrollo económico, que será tan necesario después de la enorme crisis en la que estamos inmersos.
Parece que, a ojos del Gobierno, así como de muchos otros actores del mercado eléctrico**, la progresiva instalación de energías renovables al calor de otros sistemas**, como los Power Purchase Agreement (PPAs) con grandes consumidores o comercializadoras de energía eléctrica, los proyectos merchant (a mercado) y las herramientas disponibles en los mercados a plazo para cubrir el riesgo a varios años vista no son lo suficientemente adecuados, veloces, líquidos o proclives a la competencia para cumplir los objetivos establecidos. En esto podríamos estar más o menos de acuerdo, aunque puede dar lugar a múltiples debates y muy probablemente, nadie sería capaz de acertar con la solución idónea, porque todos los sistemas tienen sus pros y sus contras y la interrelación entre unos y otros puede provocar también sus respectivas ventajas o inconvenientes.
El Gobierno, por tanto, ha preferido garantizar un adecuado ritmo de instalación de energías renovables y se ha comprometido a trazar un calendario de subastas para los próximos años, presumiblemente con la convocatoria de 5.000 MW de capacidad renovable al año, que se concentraría especialmente en tecnología solar fotovoltaica y eólica, al menos durante los primeros años, dejando algo de hueco para otras tecnologías (solar termoeléctrica, biomasa, hibridaciones…) y proyectos de demostración o de pequeña magnitud.
Una de las razones esgrimidas para la realización de subastas ya la hemos comentado y se establece en los propios Antecedentes del Decreto, donde a juicio del Gobierno se da por supuesto que existe un fallo de mercado, que se produce cuando las tecnologías de bajos costes de explotación (renovables) generan un excedente económico en los momentos en los que el precio de la energía en el Pool viene marcado por una oferta casada correspondiente a una tecnología de altos costes de explotación (un ciclo combinado de gas). Es decir, según lo que indica el Gobierno existe un fallo de mercado cuando éste funciona como se ha creado, como un sistema marginalista.
Como parece que el sistema marginalista existe grabado a fuego en los puntos primero al décimo de los Diez Mandamientos del Mercado Interior de la Energía en la Unión Europea y no se puede cambiar durante los siguientes años por alguna razón, a nuestros ojos, desconocida, y coincidiendo completamente en el razonamiento de que un sistema como ése no es el adecuado para fomentar las señales de inversión que las instalaciones de generación de energía eléctrica con pocos costes variables necesitan, el Decreto realiza un encaje de bolillos para poder dar cabida a un nuevo sistema retributivo para las energías renovables. Se subasta potencia o energía, pero se oferta energía.
Las subastas son un mecanismo, como otros, de fomentar la instalación de energías renovables, pero consideramos que el diseño que se establece en el Decreto es claramente fallido y perjudicial para el consumidor frente a otros sistemas, ya que puede provocar, y con seguridad provocará, una clara manipulación del precio del mercado mayorista, con su impacto posterior en el precio minorista que pagamos como clientes.
MANIPULACIÓN DEL POOL
Resulta complicado creer como un sistema de liquidación vinculado a las subastas renovables como el que se ha establecido en el Decreto ha pasado por todos los trámites que una norma de este calibre, y con tantas implicaciones, debe (o debería) considerar. No es sólo que el esquema propuesto y ya legislado haya sido criticado por las principales empresas eléctricas, sino también por comercializadoras o representantes independientes. Sus efectos perniciosos sobre el precio mayorista en España tendrán cierto reflejo, también, en otros mercados de la Unión Europea y la propia Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia ya se pronunció en el expediente IPN/CNMC/014/20 criticando duramente la propuesta inicial. Muy probablemente, tampoco será objeto de deseo por parte de los Operadores de Sistema y Mercado. Incomprensiblemente, el grueso de los comentarios realizados ha caído en el olvido.
El principal problema surge cuando el precio que se abonará a las instalaciones adjudicatarias se establecerá por su energía vendida en el mercado mayorista, y no por la energía producida. Esto resulta cuanto menos curioso, ya que lo deseable es establecer un escenario para tener la mayor producción posible de energía baja en emisiones, no para tener la mayor venta. Son dos conceptos distintos. El mercado eléctrico permite vender energía que luego no se va a producir, ya luego REE se encargará de establecer las penalizaciones que correspondan. Al retribuir al precio de la subasta la energía vendida, independientemente de que esta llegue o no a producirse, pueden surgir arbitrajes entre la energía ofertada en el Pool y la energía del desvío, siempre que la penalización del desvío sea inferior al resultado de la subasta.
Es decir, puede existir la posibilidad de que sea más rentable para los adjudicatarios en las horas de precios bajos vender más energía de la que pudieran producir, y viceversa en las horas de precios altos, sin que su producción fuera diferente, a costa de los sujetos que pagan la fiesta, que luego comentaremos quienes son (Spoiler: Los de siempre).
También, como el mecanismo retribuye la energía vendida al precio de la subasta (con permiso de un posible coeficiente de ajuste en mercado respecto al precio de la sesión diaria del Pool), independientemente del precio obtenido por el productor en las distintas sesiones del mercado (subastas intradiarias o continuo), podrían existir incentivos también por realizar ventas en sesiones menos líquidas, y cuyo precio sea más fácilmente manipulable, a compradores de un mismo grupo empresarial que acudiesen a esas mismas sesiones, que se beneficiarían del menor precio conseguido, pero no se verían perjudicados por su pata vendedora.
Adicionalmente, dado que la adjudicación se realiza mediante un sistema Pay as Bid (el precio de adjudicación de cada participante en la subasta se correspondería con su oferta económica), no marginalista, y teniendo en cuenta que un participante puede gestionar en mercado dos o más instalaciones que consoliden desvíos, podría existir también un beneficio económico en vender la energía con la instalación que tuviera el precio de adjudicación más elevado, hasta su potencia máxima, aunque luego realmente la producción provenga de instalaciones diferentes. El artificio para impedir esta situación tan evidente es la de convertir en responsables de balance a las propias instalaciones adjudicatarias, eliminando el efecto beneficio de la agregación de instalaciones que ofrecen los representantes de productores, aumentando su coste de desvíos y haciendo más difícil su participación en servicios de ajuste.
Más situaciones perversas se pueden producir con el establecimiento de energías mínima y máxima de subasta. Ante estos niveles, un agente podría tener incentivos a vender (que no producir) más o menos energía en determinados periodos para poder participar libremente en el mercado antes o más tarde de lo que la venta de su producción real podría provocar… o simplemente para cumplir con unos límites que su instalación podría no alcanzar. A su vez, el precio de exención de cobro que el Decreto permite establecer, igual o superior a 0 €/MWh, de facto viene a establecer un nuevo suelo en el Pool, cuando todavía no se ha resuelto el debate de la necesidad o no de disponer de precios negativos en el mercado mayorista.
El propio informe de la CNMC así como las propuestas realizadas por muchos agentes y asociaciones proporcionaban soluciones a los problemas aquí descritos y evitarían muchos otros efectos innecesarios del esquema de liquidación según energía vendida, como:
- La obligación contemplada de cada instalación acogida al régimen económico de energías renovables debe constituirse como una Unida de Oferta ante OMIE, lo que unido a convertirlas en responsables de balance, limita su posible participación en mercados de ajuste y se convierte en un ataque frontal contra los representantes independientes de productores, al ver reducidos los beneficios en la agregación con otras instalaciones
- Y la prohibición de declarar contratos bilaterales físicos, que son nominados ante el Operador del Sistema, con dichas instalaciones, reduciendo sus posibilidades de cobertura de riesgo en caso de que existan porcentajes de ajuste en mercado en su retribución.
LOS QUE PAGAN LA FIESTA
Pese a este título tan demagogo, con mucha seguridad, la primera o primeras subastas que se convoquen lograrán que los consumidores paguen un menor precio por la energía eléctrica los primeros años del plazo de entrega de la energía adjudicada. Sin embargo, la incertidumbre a medida que vayan transcurriendo los años, y cada vez haya una mayor capacidad de producción con energías renovables instaladas según posteriores subastas, será mayor y no sería descabellado ver un cambio de tornas. No podemos afirmar tampoco rotundamente que otras alternativas complementarias a las subastas no pudieran proporcionar los mismos o mayores beneficios a los consumidores, pero sí que un mejor Decreto, que no hubiera desoído los comentarios de la práctica totalidad del sector (grandes grupos, representantes independientes, comercializadores, Operadores y Supervisor), proporcionaría unos mejores resultados al conjunto del sistema eléctrico (especialmente a los consumidores, que es de lo que se trata).
El Operador del Mercado (OMIE) es el encargado de proceder a las liquidaciones que sean necesarias, entre los precios de las sesiones de mercado y el precio a percibir por cada instalación adjudicataria y el excedente o déficit económico que existiera cada día sería distribuido entre las unidades de adquisición nacionales en proporción a su energía comprada en ese mismo día. Esto implicaría que, por ejemplo, un agente que comprase energía en horas nocturnas tuviese que pagar por el déficit económico que pudiera existir en horas diurnas debido a que el precio del mercado diario fue inferior al precio a percibir por instalaciones fotovoltaicas adjudicatarias de la subasta, cuando relativamente se está beneficiando menos de esos bajos precios en horas diurnas conseguidos gracias a una tecnología que depende del sol.
Estos recargos o descuentos que deben asumir los comercializadores serán extremadamente difíciles de prever, ya que dependerá de la energía vendida por las instalaciones adjudicatarias de la subasta (teniendo cada una de ellas distinta producción y distinto precio adjudicado) y la relación entre su precio y el precio de la sesión diaria del mercado mayorista. Aunque inicialmente el efecto de las subastas fuese el de suponer un descuento, sería extremadamente complicado saber de qué orden de magnitud. Esta incertidumbre que pesará sobre los comercializadores tendrá que ser internalizada en sus ofertas a precio fijo o traspasada a los consumidores con un precio variable.
Adicionalmente, también podría existir un incentivo para los compradores en mercado a adquirir una energía superior o inferior a la que realmente demanden sus clientes según fueran conscientes de si les será de aplicación un recargo o un descuento diario debido al sistema de liquidación del régimen retributivo establecido en el Decreto.
No debemos olvidar, tampoco, los efectos perjudiciales que este sistema podría tener, también, sobre los mercados a plazo de energía eléctrica, ya que no serían totalmente adecuados para cubrir el riesgo de un precio del mercado mayorista que sería diferente desde el punto de vista de un comprador que desde el de un vendedor.
Por si fuera poco, el Decreto no profundiza en determinados aspectos, como:
- Su aplicación en territorios no peninsulares, donde damos por supuesto que no podrían presentarse ofertantes a las subastas.
- La obligación establecida para el Operador del Mercado de liquidar el valor neto de la energia negociada en los servicios de ajuste y balance, articulados y actualmente liquidados en su totalidad por el Operador del Sistema.
- Qué tratamiento se dará a las garantías de origen asociadas a la energía de subasta, ya que se indica que serán asignadas al sistema eléctrico y su efecto sobre este mercado secundario puede ser apreciable.
A modo de conclusión, y sin criticar el necesario despliegue ordenado de instalaciones de producción de energía eléctrica mediante tecnologías bajas en emisiones, que además podrían suponer una reducción en el precio de la electricidad, ni con afán de sentenciar que la forma de lograrlo no puede ser con subastas establecidas por el Gobierno, lo que se ha publicado para nada es el mejor camino. Tampoco es el mejor camino la vía unilateral, desoyendo los comentarios y propuestas constructivas de la práctica totalidad del sector eléctrico.
El Decreto provocará una mayor manipulación en el mercado, una mayor incertidumbre, una menor liquidez en los mercados a plazo para la cobertura del riesgo y un menor beneficio para los consumidores que otros sistemas de subasta. Un sencillo esquema que retribuyera la diferencia entre el precio de adjudicación de cada instalación y el precio de la sesión diaria del Pool por la energía producida (que no vendida), liquidado contra los cargos del sistema eléctrico abonados por la demanda y establecidos ex-ante para tranquilidad, previsibilidad y transparencia de los comercializadores y, por tanto, de los consumidores sería, con mucha seguridad, un mejor mecanismo… y lo curioso es que ya está inventado, porque es el sistema de liquidaciones que realiza la propia CNMC todos los meses según los regímenes retributivos de energía renovable actualmente vigente. Hay otras propuestas igualmente válidas que ha recibido el Ministerio de Transición Ecológica y ejemplos exitosos en otros países de nuestro entorno.
Nos dejamos muchos aspectos en el tintero y muchos debates necesitan ser analizados con más perspectiva y diálogo, sin prisa pero sin pausa, en relación con el funcionamiento del mercado y la señal que proporciona a la inversión en renovables, la idoneidad o no de las subastas como incentivo fundamental, los problemas existentes con las solicitudes de acceso, el necesario acople de los precios límite del Pool en relación con los de los servicios de balance y un largo etcétera. Pero a día de hoy solo esperemos que, de alguna forma, algo o alguien (por ejemplo la Unión Europea) haga recapacitar al Ministerio y revise este esquema de subastas. Parece difícil, porque ya está publicado en el BOE, pero a ver si se consigue antes de que sea demasiado tarde y nos veamos inmersos en un sistema perverso que es el caldo de cultivo para echar por tierra los esfuerzos de liberalización del sector de todos estos años.
Javier Colón es director gerente en la consultora Neuro Energía.
Victor
06/11/2020